Результат интеллектуальной деятельности: СТАНЦИЯ ПОДГОТОВКИ СЕРНИСТОГО ПОПУТНОГО НЕФТЯНОГО ГАЗА (ВАРИАНТЫ)

Изобретение относится к устройствам подготовки попутного нефтяного газа и может быть использовано в нефтегазовой промышленности.

Известна установка переработки газа [A.M. Чуракаев. Низкотемпературная ректификация нефтяного газа. - М.: Недра, 1989 г., с. 5], которая включает входной сепаратор, трехступенчатый компрессор, оснащенный воздушными холодильниками, сепараторами и аккумулятором жидкости, блок адсорбционной осушки и очистки от сероводорода газа и конденсата, соединенный с блоком аминовой очистки газа регенерации от сероводорода и углекислого газа, который оснащен печью сжигания кислого газа и соединен линией подачи очищенного газа регенерации с первой ступенью трехступенчатого компрессора, блок низкотемпературной конденсации, оснащенный пропановым холодильником, турбодетандером, деметанизатором и деэтанизатором, и дожимной компрессор.

Основными недостатками известной установки являются сложность, невозможность подготовки меркаптансодержащего газа из-за накопления меркаптанов в циркулирующем газе, а также загрязнение окружающей среды диоксидом серы, образующимся при сжигании кислого газа.

Наиболее близкой по технической сущности к предложенному изобретению является полезная модель установки подготовки сернистых природных газов низкого давления [RU 143474, опубл. 27.07.2014, МПК B01D 53/00], включающая входной сепаратор, трехступенчатый (многоступенчатый) компрессор, блок аминовой очистки (блок очистки от сероводорода и углекислого газа), который установлен между первой и второй ступенью компрессора и соединен с блоком производства серы, блок адсорбционной осушки и очистки газа и конденсата, который установлен после компрессора и соединен с блоком демеркаптанизации газа регенерации, соединенным с блоком производства серы и со второй ступенью компрессора, а также с блоком низкотемпературной конденсации и деэтанизации конденсата, соединенным с дожимным компрессором.

Недостатками данной установки являются сложность, высокая металлоемкость и большое энергопотребление из-за включения в состав установки блока низкотемпературной конденсации и деэтанизации конденсата, а также дожимного компрессора, потребляющего большое количество энергии.

Задачей предлагаемого изобретения является упрощение установки, снижение металлоемкости и энергопотребления.

В качестве технического результата достигается упрощение установки (станции), снижение металлоемкости и энергопотребления за счет исключения из ее состава блока низкотемпературной конденсации и деэтанизации конденсата, а также дожимного компрессора путем оснащения установки блоком метанирования попутного нефтяного газа.

Изобретение включает два варианта станции подготовки попутного нефтяного газа: вариант 1 - для подготовки сероводородсодержащего попутного нефтяного газа, вариант 2 - для подготовки сероводород- и меркаптансодержащего попутного нефтяного газа.

По первому варианту заявленный технический результат достигается тем, что в известной установке, включающей входной сепаратор, многоступенчатый компрессор, блок очистки от сероводорода и блок осушки газа, установленный после компрессора, особенностью является то, что компрессор является, по меньшей мере, одноступенчатым, блок осушки газа связан со входом одной из ступеней компрессора линией подачи газа регенерации, а между блоками очистки от сероводорода и осушки установлен блок метанирования, который оснащен линией подачи воды и связан с блоком осушки линией подачи водного конденсата.

При необходимости по меньшей мере одну ступень компрессора оборудуют устройством для охлаждения и сепарации или дефлегмации компрессата, которое оснащено по меньшей мере одной линией вывода конденсата.

В первом варианте станции оснащение блока осушки газа линией подачи газа регенерации, связывающей его со входом одной из ступеней компрессора, позволяет возвращать пары воды в технологический цикл. Установка перед блоком осушки газа блока метанирования, оснащенного линией подачи воды и связанного с блоком осушки линией подачи водного конденсата, позволяет конвертировать тяжелые углеводороды в компоненты товарного газа. Метанирование может быть осуществлено, например, по технологии мягкого каталитического парового риформинга, при котором тяжелые углеводороды по реакции: C_nH_2n+2+(0.5n-0.5)H₂O=(0.75n+0.25)CH₄+(0.25n-0.25)CO₂ превращаются в метан и углекислый газ.

Оборудование по меньшей мере одной ступени компрессора устройством для охлаждения и сепарации компрессата позволяет выводить конденсат для дополнительной переработки.

По второму варианту заявленный технический результат достигается тем, что в известной установке, включающей входной сепаратор, многоступенчатый компрессор, блок очистки от сероводорода и меркаптанов, а также блок осушки газа, установленный после компрессора, особенностью является то, что компрессор является, по меньшей мере, одноступенчатым, блок осушки газа связан со входом одной из ступеней компрессора линией подачи газа регенерации, перед блоком осушки газа установлен блок метанирования, который оснащен линией подачи воды и связан с блоком осушки линией подачи водного конденсата, а перед блоком метанирования установлен блок очистки от сероводорода и меркаптанов и блок очистки от тяжелых углеводородов и меркаптанов, связанный со входом на первую ступень компримирования, которая оборудована устройством для охлаждения и дефлегмации компрессата, оснащенным линией вывода стабилизированного конденсата.

Во втором варианте станции установка перед блоком метанирования блока очистки от сероводорода и меркаптанов, блок очистки от тяжелых углеводородов и меркаптанов, связанный со входом на первую ступень компримирования, которая оборудована устройством для охлаждения и дефлегмации компрессата, оснащенным линией вывода стабилизированного конденсата, позволяет удалить из газа тяжелые меркаптаны и углеводороды C₅₊, содержащиеся в попутном нефтяном газе, и возвратить их, например, на стадию подготовки нефти, за счет чего увеличить ее выход.

При необходимости увеличения концентрации углеводородов в подготовленном газе перед блоком осушки газа устанавливают блок адсорбционной, абсорбционной или мембранной доочистки газа от примесей (углекислый газ, водород и пр.).

Станция по варианту 1 (фиг. 1) включает компрессор 1 (условно показана одна ступень компрессора), блок очистки от сероводорода 2, блок метанирования 3, блок осушки 4 и, возможно, узел охлаждения и дефлегмации 5 и блок доочистки газа 6.

При работе станции попутный нефтяной газ (I), очищенный от капельной влаги и механических примесей, смешивают с газом регенерации (II), сжимают компрессором 1, очищают от сероводорода на блоке 2 с получением кислого газа или серы (III) и подают на блок метанирования 3, где в присутствии воды (IV) и водного конденсата (V) подвергают мягкому каталитическому паровому риформингу. Полученный катализат (VI) осушают на блоке 4 с получением сухого отбензиненного газа (VII), конденсата водяного пара (V) и газа регенерации (II).

При необходимости, по меньшей мере одну ступень компримирования оснащают устройством для охлаждения и дефлегмации компрессата 5 с линией вывода стабилизированного углеводородов конденсата (VIII), а катализат (VI) дополнительно очищают на блоке 6, например, от углекислого газа, при этом концентрат примесей (IX), например отходящий газ, используют на собственные нужды, например, в качестве компонента топлива для привода компрессора.

Станция по варианту 2 (фиг. 2) включает компрессор 1 (условно показана одна ступень компрессора) с устройством для охлаждения и дефлегмации компрессата 5, блок очистки от сероводорода 2, который также позволят удалить из газа часть меркаптанов, блок очистки от тяжелых углеводородов и меркаптанов 7, блок метанирования 3, блок осушки 4 и, возможно, блок доочистки газа 6.

При работе станции попутный нефтяной газ (I), очищенный от капельной влаги и механических примесей, смешивают с газом регенерации (II) и газом, содержащим пары тяжелых углеводородов и меркаптанов (X), сжимают компрессором 1, подвергают охлаждению и дефлегмации в устройстве 5, из которого выводят стабилизированный конденсат (VIII), очищают от сероводорода и меркаптанов на блоке 2 с получением кислого газа или серы (III), очищают от тяжелых углеводородов и меркаптанов в узле 7 с получением газа, содержащего пары тяжелых углеводородов и меркаптанов (X), и подают на блок метанирования 3, где в присутствии воды (IV) и водного конденсата (V) подвергают мягкому каталитическому паровому риформингу. Полученный катализат (VI) осушают на блоке 4 с получением сухого отбензиненного газа (VII), конденсата водяного пара (V) и газа регенерации (II).

При необходимости катализат (VI) дополнительно очищают на блоке 6, например, от углекислого газа, а концентрат примесей (IX), например отходящий газ, используют на собственные нужды, например, в качестве компонента топлива для привода компрессора.

Таким образом, предлагаемые варианты изобретения позволяют упростить установку, снизить металлоемкость и энергопотребление и могут быть использованы в нефтегазовой промышленности.